Геологическое обоснование ГТМ При разработке Турнейского яруса Таймурзинского месторождения

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Министерство образования и науки Республики Башкортостан

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение Октябрьский нефтяной колледж им. С.И. Кувыкина

Курсовой проект

Тема:

Геологическое обоснование ГТМ При разработке Турнейского яруса Таймурзинского месторождения

Выполнил А.Н. Усманов

Студент гр. 5ГД09-16

Проверила Е.Л. Гусева

2021



Содержание

Введение

1. Общая геологическая часть

1.1 Физико-географический очерк

1.2 Геологическое строение месторождения

1.2.1 Стратиграфия и литология

1.2.2 Тектоническое строение

1.2.3 Нефтегазоносность

1.3 Характеристика основного эксплуатационного объекта

1.3.1 Особенности распространения по площади

1.3.2 Характер изменения коллекторских свойств

1.3.3 Физико - химическая характеристика нефти и газа

1.3.4 Характеристика залежи

2. Tехническая часть

2.. Принятая система разработки по проекту

2.2 Состояние разработки площади

2.2.. Фонд скважин

2.2.2 Добыча нефти

2.2.3 Добыча жидкости

2.2.3 Закачка жидкости

2.2.4 Динамика изменения пластового давления

2.2.5 Динамика изменения контуров нефтеносности и ВНК, обводненность скважин

2.2.6 Состояние выработки пласта по площади

2.3 Геолого-промысловый контроль за состоянием разработки

3. Проектная часть

3.1 Краткий обзор применяемых мероприятий на Таймурзинском месторождении

3.2 Мероприятия по усовершенствованию разработки

3.3 Анализ эффективности применения геолого-технических мероприятия на месторождении и сравнение его с другими методами одной категории

3.4 Геологическое обоснование мероприятия и ожидаемый эффект

3.5 Технология проведения мероприятии

4. Охрана недр и окружающей среды

Заключение

Список литературы



Задание

Для курсового проектирования студенту курса 5 группы 5Гд9-16 Октябрьского нефтяного колледжа Усманову Айбулату Ниязовичу

Тема проекта: Геологическое обоснование ГТМ при разработке Турнейского яруса Таймурзинского месторождения

В курсовом проекте должны быть разработаны и изложены:

• Введение
• 1. Общая геологическая часть
• 1.1 Физико географический очерк
• 1.2 Геологическое строение месторождения
• 1.2.1 Стратиграфия и литология
• 1.2.2 Тектоническое строение
• 1.2.3 Нефтегазоносность
• 1.3 Характеристика основного эксплуатационного объекта
• 1.3.1 Особенности распространения по площади
• 1.3.2 Характер изменения коллекторских свойств
• 1.3.3 Физико - химическая характеристика нефти и газа
• 1.3.4 Характеристика залежи
• 2. Tехническая часть
• 2.1 История освоения месторождения
• 2.2 Принятая система разработки по проекту
• 2.3 Состояние разработки площади
• 2.3.1 Фонд скважин
• 2.3.2 Добыча нефти
• 2.3.3. Закачка жидкости
• 2.3.4. Динамика изменения пластового давления
• 2.3.5. Динамика изменения контуров нефтеносности и ВНК, обводненность скважин
• 2.3.6 Состояние выработки пласта по площади
• 2.4 Геолого - промысловый контроль за состоянием разработки
• 3. Проектная часть
• 3.1 Краткий обзор применяемых мероприятий на Таймурзинском месторождении
• 3.1.1 Геолого-технические мероприятия
• 3.2 Мероприятия по усовершенствованию разработки
• 3.3 Технология проведения мероприятии

4. Графическая часть

1. Сводный литолого-стратиграфический разрез

2. Карта разработки

3. Карта изобар

4. График разработки

Руководитель - консультант проекта Е.Л. Гусева

Курсовое задание получил А.Н. Усманов



Введение

Актуальность темы курсового проекта заключается в анализе эффективности действующей системы разработки Таймурзинского месторождения и выборе дальнейших действий по ее оптимизации - применение различных ГТМ, МУН и расчет их эффекта.

Целью курсового проекта является систематизация и закрепление программного материала, практическое применение полученных знаний, развитие навыков самостоятельной работы, умений построения и оформления геологической графики, правильного использования справочной и специальной литературы и подготовка к написанию дипломного проекта.

Таймурзинское месторождение расположено в северо-западной части Республики Башкортостан, на территории Дюртюлинского района, в 15 км к юго-востоку от г. Дюртюли, в 120 км к северо-западу от г Уфы.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Бирской сeдловине, разделяющей Башкирский и Южно-татарский своды, и находится в пределах Андреевского валообразного поднятия, приуроченного верхнетурнейскому борту северо-восточного склона Актаныш-Чишминского поднятия Камско-Кинельской системы прогибов.

Объект анализа - кизеловский горизонт Таймурзинского месторождения, находится на завершающей стадии разработки, о чем свидетельствуют низкие дебиты скважин, повышенная обводненность продукции, уменьшенный фонд добывающих скважин.

Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,239, а проектный - 0,34. Это говорит о существенной выработке запасов залежи. Для оптимизации добычи нефти необходимо проводить различные геолого-технологические мероприятия по увеличению дебита скважин и снижению обводненности продукции.



1. Общая геологическая часть

1.1 Физико-географический очерк

Таймурзинское месторождение расположено в северо-западной части Республики Башкортостан, на территории Дюртюлинского района, в 15 км к юго-востоку от г. Дюртюли, в 120 км к северо-западу от г. Уфы. Район месторождения связан со столицей Башкортостана в основном асфальтированными дорогами, частично гравийными.

Месторождение находится в промышленно обустроенном районе. Ближайшaя железнодорожная станция Буздяк расположена к югу от месторождения на расстояние 120 км. Со станцией и районными центрами Дюртюли, Кушнаренково, Чекмагуш сообщение осуществляется по асфальтированным и шоссейным дорогам. Рядом расположены Саитовское, Манчаровское и Арланское месторождения.

Месторождение открыто в 1956 г. Введена в разработку в 1964 г. Сбор и транспорт нефти осуществляется посредством нефтепроводов, подсоединенных к магистральному нефтепроводу Арлан-Чекмагуш-Уфа. Район месторождения представляет собой равнину, изрезанную речной сетью и оврагами. Овражная сеть развита сравнительна сильно и связана с долинами рек, речек, ручьев. Рельеф площади представлен сглаженными формами с отдельными холмами и широкими долинами различных размеров с пологими склонами. Наиболее высокие абсолютные отметки рельефа имеют некоторые возвышенности, а самые низкие относятся к поймам рек.

Гидрографическая сеть развита относительно хорошо. Севернее площади месторождения протекает судоходная река Белая, соединяющая г. Уфу с основными водными путями-реками Камой и Волгой. Месторождение расположено на водоразделе рек Куваш и Евбаза.

Территория месторождения расположена в пределах Волго-Камского артезианского бассейна, где в мощной толще осадочного чехла водопроницаемые породы чередуется с водоупорными. Зона преимущественного распространения пресных вод в районе Таймурзинского месторождения имеет толщину 130-140 м.

Климат района Таймурзинского месторождения континентальный, с морозной многоснежной зимой и теплым, часто жарким летом, территория относится к умеренно-влажному, теплому агротехническому району. Отрицательная температура устанавливается в конце октября и держится до первой декады апреля.

Район заселен довольно плотно. Население занято в сельском хозяйстве и нефтедобыче.

Из полезных ископаемых на площади месторождения, кроме нефти имеется песчаники, известняки, гипсы конгломераты, глины и суглинки.

Рисунок 1 - Обзорная карта Таймурзинского месторождения

Рельеф местности в районе расположения слаборасчлененный, равнинный, перепады высот относительно речных долин небольшие. Наиболее высокие абсолютные отметки поверхности - +188,8 м отмечается на юго-западе от д. Салпарово, самые низкие - +100,0 м приуроченные к руслу безымянного ручья, берущего начала у д. Атсуярово, восточнее зоны расположения объектов нефтедобычи. Альтитуда колебаний рельефа местности - 89 м.

Общий склон территории в северном и северо-восточном направлении - к р. Белой. Широко развита овражная сеть.

Гидрографическая сеть представлена отрезком р. Белой и ее левобережными притоками - реками Куваш, Евбаза и ее притоками.

Река Белая протекает севернее площади расположения месторождения. Ширина реки в этой части течения -230-380 м, глубина 17-2,0 м, скорость течения 0,5-0,6 м/с. Левый берег реки крутой, правый пологий, заболоченный со множеством старичных озер.

Река Евбаза - левобережный приток р. Б. Евбаза, впадающий в реку Белую, берет свое начало на возвышенности южнее д. Куккуяново, протекающая с юго-запада на север. Ширина реки на рассматриваемой площади 2-5 м. глубина до 3 м. Абсолютные отметки уреза воды реки +113,8 - +127,7 м (в верхнем течении). Уклон составляет 0,003. Берега реки крутые, левый берег пологий, правый крутой, обрывистый, местами пойма заболочена.

Река Куваш - левобережный приток р. Белая, протекающий с юга на север, в районе с. Асяново ширина реки 5 м глубина 0,7-0,8м скорость течения 0,5 м/ с. Абсолютные отметки уреза боды 74,6-75,9 м. Правый берег реки крутой, обрывистый, левый берег пологий. Уклон реки 0,0012.

Река Зиланьязы, правобережный приток р. Куваш, берет свое начало в овраге в 1,75 км юго-восточнее д. Султанбеково, протекает с юго-востока на запад имеет крутые берега, уклон реки 0.008. Абсолютные отметки уреза воды +100,4 -- +126, 4 м, в месте слияния с р. Саламкуш - +91,2.

Исток реки Саламкуш, правобережного притока р. Куваш, расположен в овраге на южной окраине с. Таймурзино. Река протекает с юга на северо-запад, берега ее пологие, местами заболочены. Абсолютные отметки уреза воды +91,2 - +94,4 м. Уклон реки 0.007.

Река Караелга, левобережный приток р. Евбаза, берет свое начало на возвышенности в 0,75 км западнее д. Суккулово, протекает с запада на северо-восток. Ширина реки 1-2 м, глубина до 2 м. Абсолютные отметки уреза воды +93,6 - +127,7 м, уклон 0,0054. Берега реки пологие, изрезаны овражной сетью.

Для всех рек характерно бурное весеннее половодье и довольно устойчивая летняя и зимняя межень, когда основное их питание происходит за счет подземных вод.

1.2 Геологическое строение месторождения

1.2.1 Стратиграфия и литология

Бурением поисково-разведочных скважин геологический разрез на Таймурзинском месторождении вскрыт от четвертичных отложений до вендского комплекса осадков. Верхнепермские, неогеновые и четвертичные отложения изучены по материалам структурно-поискового бурения, нижележащие отложения по данным глубокого поисково-разведочного бурения.

В строении месторождения принимают участие девонские каменноугольные и пермские отложения.

Приводимое ниже литолого-стратиграфическое описание подразделений дается снизу-вверх в порядке их формирования.

Палеозойская зратема РZ

Девонская система D

Средний отдел D2

Эйфельский яруc D2еf

Отложения эйфельского яруса представлены в нижней части грубозернистыми песчаниками серого цвета с примесью гравийного материала и глинистым цементом: в верхней части алевролитами зеленовато-серыми и темно-серыми аргиллитами.

Толщина отложений изменяется от 0 до 7 м.

Фауна: Facasifes Goldfussi, Pentamerella Tscheznysthevir.

Живетский ярус D2gv

Воробьевский горизонт D2gvvr

Отложения горизонта выделяются две пачки: нижняя - песчаная и верхняя - карбонато-аргиллитовая. Нижняя пачка - темно- и светло-серые мелкозернистые песчаники с глинистыми примазками, верхняя пачка - аргиллиты с прослоями глинистых известняков.

Толщина отложении изменяется от 50-60 м.

Фауна: Реntamerella Tscheznyschevir, Mikzocheinella Lazionovs.

Ардатовский горизонт D2gvar

Ардатовские слои подразделяются на две пачки: нижнюю - песчано- алевролитовую и верхнюю - карбонатно-глинистую. Нижняя пачка слагается преимущественно глинистыми алевролитами, в меньшей мере песчаными алевролитами и песчаниками с прослоями аргиллитов.

Толщина отложений изменяется от 50 до 65 м.

Фауна: Аtrypazoпata, Linguta Micformis, Yravia Volgansis Pol, Atripа Aseudouralica Haldinella Disttnkta Рol, Bairdia Striposa.

Муллинский горизонт D2gуml

Представлен двумя типа разрезов включают в себя алеврито - песчанистый пласт и карбонатно-аргиллитовую пачку над ним, алевритово -песчанная пачка и перекрывающая ее алевритово-аргиллитовая, представленная зеленовато-серыми и желтовато-бурыми алевролитами и аргиллитами.

Толщина отложений изменяется от 30 до 40 м.

Фауна: Yгаviа Volgansis Pol, Atripa Pseudouralica Haldinella Disttinkta Pol, Bairdia Striposа

Пашийский горизонт D2gvрsch

Oтложения представлены два типа разрезов полный - преимущественно алевритово-песчано-глинистый и сокращенный-алевритово-песчанистый.

Представлен исключительно терегенными породами:песчаниками, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой и переходящими друг в друга по простиранию:

Толщина отложений изменяется от 25-45 метров.

Фауна: Trachyteletes Rofundus, Archaeozonotriletes Basitaris

Верхний отдел D3

Франский ярус D3 fr

Нижнефарнский подъярус D3 fr1

Кыновский горизонт D3 fr1kn

Предстадлен карбонатным прослоем, выше следует пачка аргиллитов, в которой появляются прослои алевролитов и песчаников. Пачка перекрывается, карбонатными или карбонатно-глинистыми породами который слагается темно- серыми глинистыми известняками.

Толщина отложений изменяется от 25 до 45 м.

Фауна: Тrаchytrietes Rofundus, Archaeozonolriletes Basilaris.

Среднефранский подьярус D3 fг2

Саргаевский горизонт В3 fr2sr

Представлен известняками темно-серыми и коричневато-темно-серым, с прослоями мергелей и аргиллитов.

Толщина отложений изменяется от 5-10 м.

Фауна: Yгаvia Wolgansis.

Семилукский горизонт D3 f2sm

Отложения Семилукского горизонта представлены переслаиванием темно- серых и черных, глинистых и окремнелых известняков и мергелей с прослоями горючих сланцев.

Толщина отложений изменяется от 15 до 25 м.

Фауна: Richteriа Distincta Buchola Scabroza, Lmgulipora Subparalleta Верхнефранский подьярус D3 fr3

Мендымский горизонт D3fгЗmnd

Представлен двумя основными типами: нижняя часть горизонта представлен преимущественно известняками серыми органогенно-дендритовые, неправильно-слоистым, брекчиевидные, неравномерно-глинистыми с включениями глауконита и пирита. В вeрхней части развиты серые органогеные известняки, часто перекристализованные и доломитизированые. Среди известняков отмечаются прослойки известняков и мергелей.

Толщина отложений изменяется от 20 до 40 м.

Фауна: Сhonetes BaschkiricuS, Manticateras nfumenscens, Lingula Lidea Lrorhynchus

Фаменский ярус D3fm

Заволжский горизонт D3 fm3zv

Разрез горизонта сложен известняками серыми светло-серыми, полимарфно-зернистыми, перекристаллизованными. Включениями ангидрита вторичного кальцита.

Толщина отложении изменяется от 60 до 78м.

Фауна: Septatournayella Rausеrae, Bisphaera Malevkensis, Aрarhites Asymmetricus Sprilina Plana Mall.

Каменноугольная система С

Представлена отложениями нижнего, среднего и верхнего отделов. В составе каменноугольных отложений выделяются турнейский, визейский и серпуховский ярусы нижнего отдела, башкирский, московский ярусы среднего отдела.

Нижний отдел

Турнейский ярус

Малевский и упинский горизонты С1 t1mlup

Сложены известняками серыми и светло-серыми, плотными крепкими, с редкими и мелкими гнездами гипса и ангидрита.

Толщина 28-47 м.

Фауна: Spirifer Lornacensis

Черепетский горизонт С1 tЗсгр

Сложен известняками серыми и светло-серыми, плотными, крепкими, с редкими и мелкими гнездами гипса и ангидрита.

Толщина 27-35 м.

Фауна: Оrпауella Minuta

Kизеловский горизонт С1 t3кsl

Сложен нефтенасыщенными известняками коричневато-серыми, органогенно-обломочными, плотными.

Толщина 18-25 м.

Фауна: Endothyга Antiguta

Bизейский ярус

Елховский горизонт C1 V1el

Сложен переслаиванием пористо-проницаемых и плотных известняков, доломитов серых, часто трещиноватых.

Толщина 3-6 м.

Радаевский горизонт С1 V1rd

Сложен аргиллитами темно-серыми, почти черными, слюдистыми, прослоями vглистыми, тонкослоистыми, иногда плитчатыми.

Толщина 2-6 м.

Бобриковский горизонт С1 v1bb

Сложен аргиллитами и глинистыми алевролитами с прослоями песчаников и проницаемых алевролитов.

Толщина 30-38 м.

Фауна: Еndolhyrа Antigula

Тульский горизонт С1 v2tl

Сложен известняками темно-серыми, прослоями глинистыми, платными, крепкими, с прослоями и участками трещиноватыми.

Толщина 30-38 м.

Фауна: Аrchaediscue

Muхайловский+веневский горизонты С1 v2mh-vn

Сложены известняками серыми, темно-серыми, микрозернистыми, с тонкими прослоями глин иногда с гнездами гипсов и ангидритов. Доломиты светло-серые коричневатые, плотные, перекристализованные, участками кавернозные.

Толщина 130-160 м.

Фауна: Еndothуга Globulus, Parastafella Struvei.

Серпуховской ярус C1 s

Сложен известняками серыми, желтовато - серыми, крепкими прослоями кавернозными и трещиноватыми.

Толщина 50-70 м.

Фауна: Раrasteffeilta Struvei.

Средний отдел

Башкирский ярус С2b

Сложен известняками светло-серыми, белыми, массивными, с глинистыми прослойками и промазками зеленовато-серего цвета. Среди известняков встречаются прослои доломитов серых, мелкозернистых, плотных, гнездами гипса.

Толщина 65-140 м.

Фауна: Profusulineila Parva.

Московский ярус

Верейский горизонт C2 m vr

Cложен известняками серыми плотными крепкими, в различной степени глинистыми, прослоями перекристаллизованными. Толщина 30-45м.

Фауна: Schubertella

Каширский горизонт C2 m ks

Сложен известняками светло-серыми прослоями пористыми, кавернозными, прослоями плотными, крепкими.

Толщина 40-80 м.

Фауна: Рrafusulinellabrovkshi Dutk

Подольскийский горизонт C2 m pd

Сложен известняками и доломитами серыми, кристаллически зернистыми плотными с редкими прослоями аргиллитов, с включением гипса и кремния.

Толщина 65-140 м.

Фауна: Рseudoffella Sphaeroidea

Mячковский горизонт C2 m mtsch

Сложен известняками и доломитами серыми, мелкозернистыми плотными, с включениями гипса и с тонкими прослойками аргиллитов.

Толщина 115-140 м.

Фауна: Мarginfera Кaschurica

Верхний отдел C3

Сложен известняками и доломитами светло-серыми, прослоями органогенными, зернистыми, в различной степени прогипсованными трещиноватыми со стяжениями кремния.

Толщина 100-140 м.

Фауна: Fusulinella Usvae, Fusulinella Pulchra

Пермская система Р

Приуральский отдел Р1

Ассельский врус P1 a

Представлен доломитами и известняками. Доломиты серые и желтовато-серые, преимущественно тонкозернистой и органогенно-дендритовой структурой участками сульфатизированными. Известняки светлоокрашенные, водорослевые, участками доломитизированные.

Толщина отлажений 50-70 м.

Фауна: Рarastafella Dreobrajenck, Parastafella Ovalis, Mabrvalvulina Densa Лоbivalvulina Trigonalis.

Сакмарский ярус P1 s

Сакмарский ярус представлен переслаиванием доломитов серых и желтовато-серых, плотных, крепких, гипсов и ангидритов.

Толщина яруса от 20 до 130 м.

Фауна: Productus Konincki Vern Giomospira Сordialis

Артинский ярус P1ar

Нижняя часть разрезов сложена маломощным прослоен глин зеленовато - серых с пропластками и гнездами гипса.

Толщина яруса изменяется от 0 до 30 м.

Фауна: Рrocuctus Konnckivern

Кунгурский ярус Р1k

Oтложения кунгурского яруса выделены лишь на севере Ромашкинского месторождения. Ярус представлен переслаиванием доломитов светло-серых и желтовато-серых с ангидритами, гипсами.

Толщина яруса составляет 60-125 м.

Фауна: Spirifer Катаratus, Bakеwella Sedwkianа

Биармийский отдел Р2

Уфимский ярус Р2 u

Толща яруса сложена переслаивающимися между собой песчаниками мелкозернистыми, плотными, красновато-коричневыми, полимиктовыми, мелкозернистыми, плотными алевролитами коричневыми и зеленовато-серыми и глинами красновато-коричневыми, комковатыми, плотными, слоистыми.

Толщина яруса равна 100-110 м.

Фауна: Sinusuella Perraphica Mang Darvinula Angusta Suchouella

Казанский ярус Р2kz

Переслаивание алевролитов, мергелей, доломитов, известняков серых, темно-серых. Алевролиты слоистые участками глинистые,плотные, пористые. Песчаники мелкозернистые, участками пористые, прослоями плотные, крепкие. Доломиты и известняки мелкозернистые, участками трещиноватые. Глины плотные.

Толщина отложений 50-135 м.

Фауна: Lingula Monoseratina Exlis, Cavellinalhica, Moorea Fasilis Orientalis Pseudoparqparchites Formidobilis,

Taтарский отдел Р3

Oтложения Тaтарского яруса представлены переслаиванием красноцветных глин и песчаников с линзами конгломератов и прослоями известняков и мергелей.

Толщина отложений татарского яруса изменяется от 0 до 100 м.

Фауна: Аmпodiscus, Glamospira Tratriopollenites Ёxcelsusmyrica

Перерыв в осадконакоплении.

Кайнозойская группа

Нeогеновая система N

Сложена желтыми песчаниками, коричневыми глинами, в нижней части переслаивание с мергелем.

Толщина 0-80 м.

Фауна: Ammodiscus, Glamospira, Triatriopollenites Excelsusmyrica.

Четвертичная система Q

Сложена желтовато-бурыми суглинками, песками и супесями, содержащими гальку карбонатных пород.

Толщина 0-15 м.

Современная флора и фауна.

1.2.2 Тектоническое строение

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Бирской сeдловине, разделяющей Башкирский и Южно-татарский своды, и находится в пределах Андреевского валообразного поднятия, приуроченного верхнетурнейскому борту северо-восточного склона Актаныш-Чишминского поднятия Камско-Кинельской системы прогибов.

Тектоническое строение месторождения изучалось по материалам структурно-поискового, разведочного и эксплуатационного бурения, а также сeйсморазведки.

Особенности залегания докембрийского фундамента не освещены, так как разведочными скважинами он не вскрывался. Девонские отложения вскрыты на небольшую глубину. На отложениях верхнего венда с размывом залегают отложения терригенной толщи девона.

В районе месторождения выявлена несколько поднятий. Наиболее крупным по размерам и амплитуде является Таймурзинское поднятие, к которому приурочены основные залежи нефти отложений нижнего карбона. Поднятие занимает центральное положение на территории месторождения. Оно имеет рифогенное происхождение, что объясняет его резкую выдержанность и большую амплитуду на структурных планах нижнего карбона. Рост Таймурзинского рифа происходил с франского и до конца турнейского времени. Таймурзинское поднятие крутыми склонами, представляет совой брахиантиклинальную складку с крутыми склонами вытянутую в северо-западном направлении. Поднятие асимметричной формы с более поднятым северо-западным крылом, с большим количеством куполов и впадин в сводовой части. Размер поднятия по замыкающей изогипсе -1230 м составляет 12,1x 5,3 км. Амплитуда поднятия составляет 96,5 м.

1.2.3 Нефтегазоносность

Tаймурзинское месторождение - многопластовое. Продуктивная пачка Скш1, залегающая в верхней части каширского горизонта, представлена тремя-пятью прослоями проницаемых известняков с максимальной суммарной толщиной 6,8 м (средняя толщина - 5,1 м). Доля проницаемых прослоев в пачке составляет 0,47.

К пачке в пределах Маньязинской структуры приурочена одна залежь нефти структурно-литологического типа. Размеры ее - 3,5х2,7 км, высота - 21 м.

В нижней части верейского горизонта выделяется пласт Св3, сложенный карбонатными отложениями. Коллекторы, представленные одним-двумя прослоями пористых известняков, имеют ограниченное распространение и развиты в северо-западной части месторождения (Таймурзинская площадь). Залежь нефти пластово-сводового типа, размеры ее - 0,9х0,5 км, высота - 6 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по залежи - 1,6 м; при этом толщина в нефтяной зоне составляет 2,6 м, в водонефтяной - 1,3 м. Доля проницаемых прослоев в известняках верейского горизонта - 0,68.

Терригенная толща нижнего карбона характеризуется сложным строением и представлена переслаиванием пластов и линз песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев. Суммарная толщина терригенной толщи составляет в среднем 15 м. В отдельных скважинах месторождения (№№1220, 1752, 1753) наблюдается увеличение толщины в сводовых частях структуры до 60-70 м. В целом по терригенной толще распределение толщин песчаников очень неравномерное. Залежи нефти относятся к типу структурных, пластовых, сводовых.

В разрезе терригенной толщи нижнего карбона выделяется четыре продуктивных пласта: CVI.0, CVI.1, CVI.2 и CVI.3.

Пласт CVI.0, залегающий в нижней части разреза тульского горизонта, представлен одним-двумя прослоями песчаников; коэффициент расчлененности - 1,3; коэффициент песчанистости - 0,84.

Песчаники пласта имеют ограниченное распространение по площади месторождения и залегают в центральной части Таймурзинского поднятия в виде небольшой нефтеносной линзы и в центральной части Командорского поднятия в районе скв. №180 Асн.

В пласте CVI.0 выявлены две залежи нефти: одна залежь литологического типа размерами 1,8х0,4 км, другая вскрыта одной скважиной в пределах Асяновской площади.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчаных пласта CVI.1, CVI.2 и CVI.3, два из которых - CVI.1 и CVI.2 - нефтенасыщены на Асяновской и Таймурзинской площадях и один - CVI.3 - только на Асяновской площади.

Песчаники пласта CVI.1 развиты не повсеместно. Они имеют линзовидное и полосообразное распространение по площади месторождения.

Пласт CVI.2, залегающий ниже по разрезу, отделяется от пласта CVI.1 прослоем аргиллитов толщиной 1-7 м. Песчаники пласта CVI.2 характеризуются большей выдержанностью по площади (коэффициент распространения - 0,9) и значительно большей толщиной - до 20,5 м; в среднем эффективная толщина составляет 5,5 м. Для пластов CVI.1 и особенно CVI.2 характерно чередование зон пониженных и повышенных толщин.

На Таймурзинской структуре в нескольких скважинах наблюдается слияние пластов CVI.1 и CVI.2, в связи с чем по залежам Таймурзинской структуры пласты рассматриваются как единая гидродинамическая система с единым ВНК.

Песчаники пласта CVI.3 залегают в нижней части горизонта, от верхнего пласта CVI.2 отделены прослоем аргиллитов, представлены нефтенасыщенным коллектором только на Асяновской площади. Максимальная эффективная толщина по скважинам залежи достигает 8,4 м, средняя - 4,5 м.

В пласте CVI.1 выявлено 17 залежей, в пласте CVI.2 - три, в пласте CVI.3 - одна. Размеры залежей изменяются в пределах от 0,2х0,3 км до 9,5х4,0 км; высота залежей - от 5,0 м до 63,4 м.

Залежи нефти пласта CVI.1 литологического и пластово-сводового, литологически экранированного типа, пластов CVI.2 и CVI.3 - пластово-сводового типа.

Нефтеносность известняков турнейского яруса связана с пористыми прослоями органогенно-обломочных, кавернозных известняков, приуроченных к сводовым частям локальных структур.

В известняках кизеловского горизонта выделяются два пласта - СТкз1 и СТкз2, представленных пористыми известняками. Число пористых прослоев, составляющих пласт СТкз1, достигает девяти (коэффициент расчлененности - 4,3). Пласт СТкз2 состоит из меньшего числа прослоев (коэффициент расчлененности - 3,3).

В известняках пластов СТкз1 и СТкз2 выявлено по две залежи пластового типа. Размеры залежей в пластах СТкз1 и СТкз2 находятся в пределах от 1,0х0,4 км до 9,4х3,1 км, высота залежей - от 8,0 м до 42,5 м.

В отложениях терригенной толщи девона промышленно нефтеносными являются пласты Дкн1 и Дкн2 кыновского и пласт Д1 пашийского горизонтов.

В песчаной фации пласты кыновского горизонта имеют ограниченное развитие. Пласт Дкн1 залегает одним прослоем песчаника толщиной до четырех метров. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 1,6 м при среднем значении - 1,3 м. Залежь нефти, выявленная в пласте, размерами 1,4х1,5 м литологически и тектонически экранированная.

Песчаники пласта Дкн2 представлены небольшими линзами, состоящими из одного-двух прослоев. В пласте выявлено восемь нефтяных залежей литологического типа. Размеры их изменяются в пределах от 0,6х1,1 км до 4,8х4,0 км, высота - от 1,6 м до 10,8 м.

В пласте Д1 пашийского горизонта выявлены две нефтяные залежи структурно-литологического типа размерами 0,5х1,0 км, высота - 1,8 м.

Коллекторские свойства продуктивных пластов изучались по результатам лабораторных исследований керна, данным ГИС и гидродинамических исследований скважин.

Керн отбирался и исследовался по всем пластам, кроме одного пласта Св3, в недостаточных объемах - по пластам СТкз2, Дкн1 и Дкн2.

Геофизические исследования проведены по всем пластам. Гидродинамические исследования скважин отсутствуют по четырем пластам: Дкш1, СТкз2, Дкн1 и Д1.

На линейных моделях продуктивных карбонатов турнейского яруса, каширского, песчаников тульского, кыновского и пашийского горизонтов проведены экспериментальные исследования по определению коэффициентов вытеснения нефти минерализованной водой.



1.2.4 Водоносность

Водоносный горизонт четвертичного аллювия (aQ)

Горизонт имеет распространение западнее Командорского участка Таймурзинского месторождения в долине р.Куваш. Общая мощность отложений - до 15-18 м. Отложения представлены в верхней части суглинками в нижней - песками с гравийно-галечными отложениями. Водоносность песков удельному дебиту скважин не превышает 1,0 л/с. Воды безнапорные. Минерализация их колеблется от 0,3 до 0,8 г/ л, общая жесткость до 7 мг-зкв/л. состав гидрокарбонатный кальциевый кальциево-магниевый.

Подземные воды спорадического распространения в отложениях плиоцена (N2).

Отложения плиоцена занимают центральную часть описываемого района. В пределах всей площади распространения плиоценовых отложений подземные воды содержатся в линзах и прослоях песков, гравия и гальки, залегающих среди водоупорных глин. По данным многочисленных скважин, пробуренных на воду южнее линии Суккулово-Асяново, плотные глины верхнего плиоцена мощностью 6-11 м залегают на размытой поверхности шешминского горизонта. Мощность песчано-гравийных прослоев 0,8-11 м. Воды в отложениях плиоцена безнапорные, залегают на глубине 5-10 м. Коэффициент фильтрации в среднем составляет 5 м/с. Подземные воды спорадического распространения в отложениях верхнего плиоцена (N2) севернее линии Суккулово-Асянова содержатся в песках и песчано-гравийных отложениях. Мощность песков от 2-5м 7-10 м. Четверть родников имеют дебиты более 1 л/с, воды гидрокарбонатно-кальциевые, пресные с минерализацией вод - 03-0,7 г/л. общая жесткость 5-7 мг-экв/л. Питание подземных вод за счет атмосферных осадков.

Родники из отложений плиоцена в районе Таймурзинскаго месторождения имеет дебиты 0,5-1,0 л/с, качество вод хорошее, минерализация их составляет 0,3-07 г/л, состав вод гидрокарбонатно-кальциевый, общая жесткость 5-8 мг-экв/л.

Поток подземных вод плиоцена имеет общее направление в сторону рек, где разгружается в виде родников, при вскрытии эрозионной сетью водоупорного ложа наблюдаются пластовые выходы подземных вод.

Подземные воды кинельской свиты (N2kn).

Отложения палеодолины распространены на описываемой территории в направлении с запада с расширением на восток. Абсолютная отметка ложа палеодолины составляет 20-26 м. Мощность отложений кинельской свиты 90 - 700 м под современными долинами рек и 150-160 м в пределах водораздельных пространств.

Подземные воды спорадического распространения в отложениях кинельской свиты (N2kn) концентрируются в песчано-галечных образованиях и алевритистых песках. Глубина залегания подземных вод вышележащих горизонтов свиты - 21,0 м и более, воды напорные, гидрокарбонатные кальциево-магниевые, минерализация 0,3-0,7 г/л, жесткость 5,3 мг-зкв/л. Воды используется для водоснабжения населенных пунктов.

Водоносный горизонт кинельской свиты сконцентрирован в базальных галечниках чебеньковского горизонта. Базальные галечники занимают наиболее переуглубленные части каньообразной долины Палео-Белой. Глубина залегания вод 90-180 м. Воды напорные, сульфатно-хлоридные кальциевые и кальциево - магниевые, минерализация 3,1-3,5 г/л. воды очень жесткие 13,1-26,4 мг-экв/л. Воды непригодны для использования в хозяйственно-питьевых целях.

Водоносный комплекс уфимского яруса верхней перми (Р2u).

Отложения уфимского яруса повсеместно распространены, имеют выходы на дневную поверхность по периметру рассматриваемой территории. Изученная часть разреза яруса относится к шешминскому горизонту. По литологическим и микрофаунистическим признакам шешминские отложения делятся снизу вверх на камышинские, бураевские и чекмагушевские слои и сложены терригенными породами: алевролитами, аргиллитами, песчаниками, Карбонатные породы - известняки и мергели встречаются в средних (терригенно-карбонатных) пачках чекмагушевских и бураевских слоев и играют подчиненную роль. По простиранию они не выдержаны и замещаются глинистыми разностями пород. Подошва зоны пресных вод проходит по абсолютной отметке +30.

В районе расположения Тaймурзинского нефтяного месторождения гидрографической сетью вскрывается верхняя часть чекмагушевских слоев. Бураевские и камышинские слои залегают ниже уреза р. Белой в зоне замедленного водообмена и содержат воды сульфатного хлоридного состава повышенной минерализации.

Шешминские отложения водоносны на всей площади распространения.

В гидрогеологическом отношении в разрезе верхней (пресноводной) части шешминских отложений сверху вниз можно выделить:

- водоносный горизонт в песчаниках, залегающий в основании песчаниково-алевролитовой пачки чекмагушевских слоев. Мощность водоносного горизонта 8-15 м, подстилающим водоупором служат плотные монолитные алевролиты и глины мощностью 1-3 м;

- водоносные прослой в известняках терригенно-карбонатной пачки чекмагушевских слоев. Мощность водоносной пачки около 12 м, прослои отделены друг от друга алевролитами. Подстилающим относительным водоупором служат алевролиты мощностью 10 м. Водоносность известково-мергелистых прослоев за пределами контура нефтеносности проявляется в виде выходов родников с дебитами 0,3-0,6 л/с. Коэффициент фильтрации - 2 м/сут.

- водоносный горизонт в песчаниках, залегающий в основании чекмагушевских слоев. Мощность горизонта от 7,5 до 17,0 м. Водовмещающие слои характеризуются косой слоистостью, в их основании отмечаются следы размыва и конгломерат из гальки местных пород. Подстилающим водоупором служат алевролиты, переслаивающиеся с аргиллитами. Подземные воды имеют свободную поверхность, что обусловлено высоким гипсометрическим положением водоносного комплекса. Направление движения подземных вод отмечается на северо-васток. Коэффициент фильтрации (по откачкам) равен 2 м/сут.

Дренаж вод шешминскоге водоносного комплекса осуществляется рекой Белой.

Подземные воды зоны активного водообмена по химическому составу сульфатно-гидрокарбонатные кальциево-магниевые, общая минерализация 0,9-1,0 г/л общая жесткость 11,1-11,9 мг-зкв/л.

1.3 Характеристика основного эксплуатационного объекта

1.3.1 Особенности распространения по площади

Нефтеносность известняков турнейского яруса связана с пористыми прослоями органогенно обломочных, кавернозных известняков, приуроченных к сводовым частям локальных структур.

В разрезе турнейского яруса в известняках кизеловского горизонта выделяются два продуктивных пласта: СТкз1 и СТкз2. Пористые прослои известняков, залегающие в верхней части кизеловского горизонта, выделяются как продуктивный пласт СТкз1. Число пористых прослоев, составляющих пласт, колеблется по скважинам от 1 до 9 (коэффициент расчлененности - 4,3). В 29 скважинах наблюдается замещение коллекторов плотными породами. Средняя эффективная толщина пласта составляет 6,1 м, при этом средняя толщина пласта в нефтяной зоне равна 4,9 м, в водонефтяной - 6,7 м.

Пласт СТкз1 отделен от пласта СТкз2 прослоями глинистых известняков. Пласт СТкз2 состоит из меньшего числа прослоев (коэффициент расчлененности - 3,3), эффективная толщина которых изменяется от 1,6 м до 12,6 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет 6,2 м. При этом средняя толщина пласта в нефтяной зоне равна 4,7 м, в водонефтяной - 6,8 м.

В известняках пластов СТкз1 и СТкз2 выявлено по 2 залежи пластового типа. Размеры залежей в пластах СТкз1 и СТкз2 находится в пределах от 1,0 х 0,4 км дл 9,4 х 3,1 км, высота залежей от 8,0 м до 42,5 м, отметка ВНК изменяется по залежам от -1179,5 м до -1228,3 м.

Самая большая залежь 3 вскрыта в известняках пласта СТкз1, расположена на Таймурзинской площади, вскрыта 272 скважинами. Залежь пластовая, структурно-литологическая. Нефтенасыщенная толщина по скважинам в среднем по залежи составляет 3,8 м. Размеры залежи составляет 6,5-9,4 ч х 3,1 км. Высота залежи - 43,5 м.

1.3.2 Характер изменения коллекторских свойств

Коллекторские свойства пород кизеловского горизонта изучались по керну. Для обоснования параметров, необходимых для проведения подсчетов запасов и составления проекта разработки скважины, разрабатывается схема исследования кернового материала. С учетом поставленных задач, особенностей предоставленных для изучения отложений, в лаборатории может проводиться изготовление шлифов, а также определение плотностей проб, их проницаемости, выполняться электрометрические, акустические исследования, изучение шлифов с составлением на основе полученных данных подробного литологического описания. Всего на Таймурзинском месторождении было исследовано 230 образцов из 16 скважин.

Для проведения изучения полноразмерного керна выполняется изучение коллекторских свойств в пластовых, атмосферных условиях. При проведении расчетов на основе полученных данных определяются показатели по таким параметрам, как:

· Пористость

· Насыщенность

На Таймурзинском месторождении по пласту СТкз1 пористость по лабораторным исследованиям керна изменяется от 0,082 до 0,198 мкм², составляя в среднем по 72 определениям 0,007 мкм².

1.3.3 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Физико-химические свойства нефтей изучены по результатам лабораторных исследований глубинных и пластовых проб.

Поверхностные пробы нефти исследованы по всем, глубинные - по основным продуктивным пластам.

Нефти тяжелые, высоковязкие, парафинистые, высокосернистые. В нефтях бобриковско-радаевского и кизеловского возрастов содержится сероводород - 0,04% и 0,02% соответственно.

Плотность пластовой нефти колеблется от 874 до 894 кг/м³. В среднем составляя 898 кг/м³. Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 16,5 до 29,4 мПа·с. Вязкость сепарированной нефти в среднем составила 39,9 мПа·с. По поверхностным пробам ее величина в среднем равнялась 60 мПа·с.

Объемный коэффициент нефти равен 0,959. В нефтях бобриковского горизонта отмечено присутствие сероводорода

Среднее давление насыщения нефти газом в среднем равно 5,1 МПа при пластовом давлении 13,8 МПа. Следовательно, нефти находятся в недонасыщенном состоянии.

Средняя величина газового фактора при однократном разгазировании равнялась 17,3 м³/т. Газовый фактор при двухступенчатой сепарации определенной составил 8,7 м³/т.

Минерализация изменяется от 768 до 791 мг-экв/100 г при удельном весе 1,170 - 1,182 г/см³. Сульфатность вод колеблется от 3,0 до 5,03 мг-экв/100 г. Первая соленость (S-1) изменялась от 84 до 91 мг-экв/100 г, а вторая соленость (S-2) - от 7 до 15 мг-экв/100 г.

1.3.4 Характеристика залежи

Все залежи кизеловского горизонта контактирует с краевыми видами. Первоначальный режим залежей можно считать упруговодонапорным. При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Т.е. под влиянием налегающих пород нефть, жидкость, и скелет горных пород хоть несильно, но сжимаются. Сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных размерах водонапорных систем и больших пластовых давлениях в результате расширения жидкости и уменьшения объема пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются коэффициентами сжимаемости жидкости и пласта. Начальное пластовое давление определено по четырем скважинам и принято равным 14МПа.

Тип залежи - пластовая, структурно-литологически-экранировання.

Площадь нефтеносности, тыс. м² 21834

Средняя общая толщина, м 12,7

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 3,8

Пористость, д.ед. 0,14

Нефтенасыщенность, д.е. 0,82

Проницаемость, мкм² 0,888

Коэффициент песчанистости, д.е. 0,47

Коэффициент расчлененности, д.е. 4,3

Начальная пластовая температура, С⁰ 30

Начальное пластовое давление, МПа 14,2

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 23,8

Вязкости нефти в поверхностных условиях, мПа*с 69,31

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³ 892

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³ 909

Сжимаемость нефти, 1/МПа*10^-4 6,8

Абсолютная отметка ВНК, м -1179,5 - 1181,4

Газосодержание нефти, м³/т 10,8



2. Tехническая часть

2.1 Краткая история освоения месторождения

Tаймурзинское нефтяное месторождение открыто в 1956 г., вступило в эксплуатацию в 1964 г.

Акционерной нефтяной компании «Башнефть» выдана лицензия на право nользования недрами Таймурзинского месторождения УФА №11928 НЗ от 18.11.2003 г. Срок окончания действия лицензии 31.12.2016 г.

2.2 Принятая система разработки по проекту

Первым проектным документом па разработке является «Технологическая схема разработки Карача-Елгинской (Дюртюлинской) группы нефтяных месторождений», выполненная Башнипинефть в 1964 году. В эту группу входило и Taймурзинское месторождение.

После реализации решений технологической схемы разработки и подсчета запасов нефти и газа, выполненного в 1969 г., в 1971 г составлен проект разработки Таймурзинского месторождения.

В 1978 г. Башнипинефть была выполнена уточненная технологическая схема разработки Таймурзинского месторождения.

В 1982 г. в состав Таймурзинского месторождения в качестве площади включена Султанбековское месторождение. В 1984 году выполнена «Уточненная технологическая схема разработки Таймурзинского месторождения». Эта схема включала и Султанбековскую плошадь.

В 1990-1991 гг. произведен пересчет запасов нефти и газа, и выполнена «Техника-зканомическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения нефти продуктивных пластов. Таймурзинского месторождения», которые утверждены ГКЭ (протокол №77 оп 07.08.1992 г.)

В 1993 г. был составлен проект разработки, Таймурзинского месторождения и утвержден ТЭС ПО Башнефть от 17.12.1993 г.

В 1995 г. институтом Башнитинефть составлено «Дополнение к проекту разработки Таймурзинского нефтяного месторождения» и утверждено ТЭС АНК «Баштефть 23.08.1996 г. Документ выполнен после того, как в пределах Командорского участка разведочным бурением были установлены залежи нефти в бобрикрском горизонте и турнейском ярусе Доnoлнительные запасы были подсчитаны в оперативном порядке, утверждены ЦКЗ Минтопэнерго (протоколы №43 от 15.03.1995 г. и №104 от 09.04.1996 г) и приняты на баланс АНК «Башнефть». В 2001 г на баланс месторождения поставлены запасы нефти каширского горизонта.

В 2005 г. был составлен анализ разработки Таймурзинского месторождения (протокол №З603 от 01.03.06 г) в рамках работы «Анализ разработки месторождений с определением уровней добычи нефти по каждому месторождению по годам до 2010 г. включительно». В работе были проведены расчеты по 2010 г. по основному объекту разработки и по месторождению в целом по двум вариантам: в первом предложено продолжение разработки месторождения существующим фондом скважин, ввод скважин из бездействия, бурение двух добывающих скважин; по второму варианту, дополнительно к первому варианту, предусматривается применение методов увеличения нефтеотдачи. Утвержден второй вариант.

По условиям лицензионного соглашения необходимо составление нового проектного документа.

Настоящая работа выполнена в соответствии с действующим регламентом на составление проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96). Проведен анализ выработки запасов нефти отдельно по залежам продуктивных пластов. Рассмотрены варианты дальнейшей разработки месторождения, включающие эксплуатацию существующего фонда скважин, перевод скважин с объекта на объект. Бурение наклонно-направленных скважин и боковых стволов, бурение скважин-дублеров, организацию заводнения, применение методов увеличения нефтеотдачи, Проведена оценка воздействия разработки месторождения на окружающую среду, обоснованы мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Основные объекты разработки (залежи нефти в бобриковском и кизеловском горизонтах Таймурзинском месторождении) разбурены по плотной сетке скважин. Предполагается только добуривание отдельных скважин на участках залежей, не охваченных разработкой. В этом случае нет необходимости в обосновании предельных толщин пласта для размещения скважин, и зона рентабельного размещения определялась на основе анализа показателей эксплуатации существующих скважин, учитывались при этом обустройство площади месторождения, остаточные запасы в зоне размещения скважины.

геологический таймурзинский месторождение нефть газ

2.3 Состояние разработки площади

2.3.1 Фонд скважин

Анализ состояния фонда скважин проводится с 2009 по 2018 года.

В период с 2008 по 2012 год рост фонда добывающих скважин составил с 127 до 142, связан с разбуриванием Таймурзинского месторождения. А с 2012 года наблюдается снижение в 2,5 раза с 142 до 116. Причиной снижения фонда добывающих скважин является более низкие дебиты по жидкости и по нефти, что объясняется низкими фильтрационно-емкостными свойствами, а также одна из причин - резкий темп роста обводненности.

Таблица 1

Данные действующего добывающего фонда скважин

Год	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Количество скважин	127	129	130	142	137	136	134	126	119	116



2.3.2 Добыча нефти

В целом по Таймурзинскому месторождению на 01.01.2018 г. отобрано 3760,1 тыс. т нефти, что составляет 54,5% от начальных извлекаемых запасов. Текущий КИН 0,239 (при утвержденном 0,34 д.ед.). Годовая добыча нефти составляет 208,62 тыс. т. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 3%, от остаточных извлекаемых запасов - 6,2%. Обводненность добываемой продукции 57,1%, текущий водонефтяной фактор 1,33 т/т, накопленный 1,61 т/т.

Таблица 2

Данные по добычи нефти

Год	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Добыча нефти	87	87	87	87	87	108	125	126	150	208

Анализ добычи нефти производится за период 2009-2018 годы

Добыча нефти с 2009 по 2013 гг., держится на уровне 87т.н. За последние 10 лет разработки Таймурзинского месторождения добыча нефти увеличилось с 87,24 тыс. т. до 208,62 тыс. т.

Рост добычи нефти обусловлена увеличением отбора жидкости и проведением ввода новых скважин, оптимизацией режимов скважинного насосного оборудования, проведением геолого-технических мероприятий и связана с незначительным увеличением отбора жидкости на фоне уменьшении обводненности скважин, т. к. обводненные скважины выбыли из разработки.

Максимальная добыча нефти по месторождению (208,62 тыс. т) достигнута в 2018 г. при действующем добывающем фонде 116 скважин. При этом нагнетательный фонд составил 40 ед., обводненность - 57,1%.

2.2.3 Добыча жидкости

В 2009 году Qж составлял 209,91 тыс.т., а в 2018 увеличилось до 277,62 тыс. т. С 2012 до 2018 года наблюдается скачкообразное увеличение добычи жидкости

Рост добычи жидкости обусловлен проведением ввода новых скважин, оптимизацией насосного оборудования, проведением геолого-технический мероприятий.

Таблица 3

Данные по добыче жидкости

Год	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Добыча жидкости	209	209,5	210	211	250	230	235	280	265	277

2.3.3 Закачка жидкости

С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи проводят нагнетание рабочего агента в пласт для создания напорного режима, который имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения.

Необходимость воздействия на пласт путем закачки воды обусловлено в первую очередь с тем, что при разработке месторождения необходимо поддерживать пластовое давление на должном уровне, для достижения максимального КИН. Если не закачивать воду в пласт, тогда пластовое давление уменьшится, уменьшение пластового давления повлечет за собой падение добычи нефти и уменьшения КИН, что нецелесообразно с экономической точки и нецелесообразно с точки - недропользования. На Таймурзинском месторождении принята законтурная система заводнения.

Динамика изменения объемов закачиваемой воды в процессе разработки с 2009 года по 2018 год постепенно увеличивалась для поддержания пластового давления, в связи с увеличением отборов жидкости

В 2009 г. для поддержания пластового давления в продуктивные пласты закачено 255 тыс. м3 воды, а в 2018 году - всего за 10 лет разработки участка закачано 3392 тыс. м3 воды.



Таблица 4

Данные по закачке жидкости

Год	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Закачка жидкости	255	240	225	230	340	400	380	360	400	562

2.3.4 Динамика изменения пластового давления

Энергетические ресурсы нефтеносного пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем выше давление, тем больше при прочих равных условиях запасы энергии и тем полнее могут быть использованы запасы нефти.

Максимальное значение пластового давления наблюдается в 2013 и 2016 годах, которое составляло 12,5 МПа, что обусловлено увеличением закачки жидкости в пласт.

Наименьшее пластовое давление наблюдается в 2011 году и составляет 10,23 МПа, что связано с пассивной закачкой жидкости и меньшим показателем отбора жидкости.

Таблица 5

Динамика изменения пластового давления

Год	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Пластовое давление	11,5	10,88	10,25	11	12,5	11,5	12	12,5	11,87	11,5

2.2.5 Динамика изменения контуров нефтеносности и ВНК, обводненность скважин

Абсолютная отметка ВНК -1179,5 м.

Продвижение контуров нефтеносности происходило довольно равномерно.

Контроль над подъемом ВНК, продвижением контуров нефтеносности осуществлялся по результатам бурения новых скважин.

Проследив динамику изменения обводненности скважин за 10 лет можно увидеть, что резкое уменьшение обводненности связано с проведением геолого-технических мероприятий.

Геолого-технические мероприятия проводились с 2013 года, доказательсвом тому является увеличение добычи нефти, соответственно жидкости и уменьшение обводненности.

Начиная с 2013 года обводненность уменьшилась на 13,6 %.

Таблица 6

Динамика изменения обводненности

Год	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Обводненность	76,6	71,3	72,5	71,4	71,3	67,5	66,88	66,75	62,5	57

2.2.6 Состояние выработки пласта по плащади

В целом по месторождению с начала разработки отобрано 3760,1 тыс. т нефти, 9828,6 тыс. т жидкости. Текущий КИН 0,239 при проектном 0,34. Средний дебит нефти 5,4 т/сут, жидкости 12,6 т/сут, обводненность 57,1%. Разработка месторождения ведется с применением системы поддержания пластового давления.

По состоянию на 01.01.2018 г. с начала разработки закачано 9146,1 тыс. м3 воды.

...